HU221063B1 - Eljárás olaj- és gázkitermelési vegyszerek hatásfokának növelésére - Google Patents
Eljárás olaj- és gázkitermelési vegyszerek hatásfokának növelésére Download PDFInfo
- Publication number
- HU221063B1 HU221063B1 HU9802427A HUP9802427A HU221063B1 HU 221063 B1 HU221063 B1 HU 221063B1 HU 9802427 A HU9802427 A HU 9802427A HU P9802427 A HUP9802427 A HU P9802427A HU 221063 B1 HU221063 B1 HU 221063B1
- Authority
- HU
- Hungary
- Prior art keywords
- composition
- process according
- ether
- oil
- surfactant
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 36
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 120
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 64
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 42
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 38
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 30
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 27
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 25
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 24
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 19
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 18
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 15
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 15
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- -1 aminoalkyl phosphonic acid Chemical compound 0.000 claims description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical group CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N O=P1OCO1 Chemical compound O=P1OCO1 TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 5
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 claims description 5
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N phosphonic acid group Chemical group P(O)(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 claims description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 3
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 3
- JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N pentaethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCOCCO JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 claims description 2
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 2
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims 2
- 101100399296 Mus musculus Lime1 gene Proteins 0.000 claims 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims 2
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical compound OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000003916 ethylene diamine group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims 1
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 claims 1
- AGGKEGLBGGJEBZ-UHFFFAOYSA-N tetramethylenedisulfotetramine Chemical compound C1N(S2(=O)=O)CN3S(=O)(=O)N1CN2C3 AGGKEGLBGGJEBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 38
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 32
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 8
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 8
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M Lithium hydroxide Chemical compound [Li+].[OH-] WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 4
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N imidazole Natural products C1=CNC=N1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N Acrolein Chemical compound C=CC=O HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N dioxidochlorine(.) Chemical compound O=Cl=O OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 125000005328 phosphinyl group Chemical group [PH2](=O)* 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 2
- 125000006529 (C3-C6) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000022 2-aminoethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])N([H])[H] 0.000 description 1
- GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 2-butylphenol Chemical class CCCCC1=CC=CC=C1O GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KSSJBGNOJJETTC-UHFFFAOYSA-N COC1=C(C=CC=C1)N(C1=CC=2C3(C4=CC(=CC=C4C=2C=C1)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC(=CC=C1C=1C=CC(=CC=13)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC=C(C=C1)OC Chemical compound COC1=C(C=CC=C1)N(C1=CC=2C3(C4=CC(=CC=C4C=2C=C1)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC(=CC=C1C=1C=CC(=CC=13)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC=C(C=C1)OC KSSJBGNOJJETTC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004155 Chlorine dioxide Substances 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COLNVLDHVKWLRT-QMMMGPOBSA-N L-phenylalanine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=CC=C1 COLNVLDHVKWLRT-QMMMGPOBSA-N 0.000 description 1
- OUYCCCASQSFEME-QMMMGPOBSA-N L-tyrosine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=C(O)C=C1 OUYCCCASQSFEME-QMMMGPOBSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004103 aminoalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- CREXVNNSNOKDHW-UHFFFAOYSA-N azaniumylideneazanide Chemical group N[N] CREXVNNSNOKDHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 235000019398 chlorine dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- PQVSTLUFSYVLTO-UHFFFAOYSA-N ethyl n-ethoxycarbonylcarbamate Chemical compound CCOC(=O)NC(=O)OCC PQVSTLUFSYVLTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XOHQAXXZXMHLPT-UHFFFAOYSA-N ethyl(phosphonooxy)phosphinic acid Chemical compound CCP(O)(=O)OP(O)(O)=O XOHQAXXZXMHLPT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002883 imidazolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- GLXDVVHUTZTUQK-UHFFFAOYSA-M lithium hydroxide monohydrate Substances [Li+].O.[OH-] GLXDVVHUTZTUQK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940040692 lithium hydroxide monohydrate Drugs 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- COLNVLDHVKWLRT-UHFFFAOYSA-N phenylalanine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CC=CC=C1 COLNVLDHVKWLRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000005499 phosphonyl group Chemical group 0.000 description 1
- PTMHPRAIXMAOOB-UHFFFAOYSA-N phosphoramidic acid Chemical compound NP(O)(O)=O PTMHPRAIXMAOOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N sodium peroxide Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][O-] PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000008137 solubility enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- OUYCCCASQSFEME-UHFFFAOYSA-N tyrosine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CC=C(O)C=C1 OUYCCCASQSFEME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004018 waxing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
Description
A találmány tárgya olajmezőkön olajkitermelésre használt vegyszerek hatásfokának növelése.
Jól ismert, hogy az olajkutakból történő olajkitermelésre és az ilyen kutakból történő olajkitermelés fokozására sokféle típusú vegyszert használnak. Egy ilyen módszert az US-A-3 481 870 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi irat ír le, amely módszereket és készítményeket ismertet szerves anyagok, mint például paraffin, viaszok és aszfaltos vagy bitumenes anyagok eltávolítására a termelőberendezés egyes felületeiről, a védőrácsról vagy bélésről, a szivattyúból, a kútházból vagy csővezetékből. Az erre használt készítmények közé tartoznak a glikol-éterek, mint például az izobutil-triglikol-éter, az oxi-etilezett butil-fenol, az izopropanol és a víz. Nem ismertetik azonban azt, hogy a termelőkutaknál szervetlen lerakódások lépnek fel, mint vízkőlerakódások vagy, hogy a leírt eljárás meg tudja-e akadályozni a vízkőképződést.
Az ismert olajmezői vegyszerek között vannak vízkőinhibitorok, amelyeket arra használnak, hogy megállítsák a vízkőképződést a szilikaképződményekben és/vagy a termelővezetékekben a furatban lent és a felszínen. A vízkőképzés nemcsak a sziklaképződmény pórusméretének csökkenését idézi elő (amit „képződési károsodás”-nak is neveznek) és így az olaj- és/vagy gáztermelés csökkenését, de azt is, hogy a felszíni feldolgozás során a csőberendezések eldugulnak. Ennek elkerülése céljából a termelőkutat úgynevezett „lezáró” kezelésnek vetik alá, ami során egy vízkőiniciátort injektálnak a termelőkútba általában nyomás alatt, azt besajtolják és ott tartják. A beinjektált készítmény abszorbeálódik a kőzetfelületen, és ezáltal meggátolja a vízkőképződést azáltal, hogy lassan a kitermelt vízbe szivárog át, ezáltal biztosítja a hozzájutást a kőzetképződményben lévő olajhoz; ezt a „lezáró” kezelést szabályos időközökben, például évente egyszer vagy többször meg kell ismételni, legalábbis akkor, ha nagy kitermelést akarunk fenntartani, és a művelet alatt a termelés áll. így az év alatt az össztermelés csökken aszerint, hogy hány ilyen kisajtolási lezáró műveletet alkalmazunk, és a termelés a vízkövesedés előrehaladtával is csökken.
Találtunk egy eszközt és egy módszert a kitermelővegyszerek, különösen vízkőinhibitorok hatásfokának növelésére oly módon, hogy csökkentjük azoknak a kisajtoló és lezáró műveleteknek a számát, amelyek a kitermeléshez és annak növeléséhez szükségesek. Ezen túlmenően találtunk egy, e célra szolgáló készítményt, ami tárolás és szállítás folyamán stabilis.
Ennek megfelelően a jelen találmány tárgya eljárás kitermelési vegyszerek hatásfokának növelésére egy olajkútból történő kitermelés növeléséhez szükséges kisajtoló, lezáró műveletek számának csökkentése útján, a vízkőképződés nevezett kútban történő gátlása mellett, amely abban áll, hogy az olajat hordozó kőzetképződménybe egy vízzel elegyedő készítményt injektálunk nyomás alatt, amely (a) egy vízzel elegyedő, alkil-triglikol-éter felületaktív anyagból és (b) legalább egy, vízzel elegyedő vízkőinhibitort tartalmazó olajmező- vagy gázmezőkitermelő vegyszerből áll, a nevezett készítményt a nevezett kőzetképződményben tartjuk bizonyos ideig, ezáltal végrehajtjuk a nevezett kútlezárást, és lehetővé tesszük, hogy a nevezett készítmény komponenseit az olajat hordozó képződmény adszorbeálja, és azok vízkőinhibitorként működjenek, emellett a készítmény komponenseit vagy előre elkészített, egyetlen homogén készítmény formájában, vagy egyidejűleg párhuzamosan, vagy egymás utáni tetszőleges sorrendben vezetjük be a kőzetképződménybe.
Az alkil-triglikol-éter alkilcsoportja lehet egyenes vagy elágazó szénláncú, és alkalmas módon 3-6, előnyösen 3-5 szénatomos. Az alkil-triglikol-éter még előnyösebben 4 szénatomos, és különösen butil-triglikol-éter [ami tri(etilén-glikol)-monobutil-éterként is ismert].
Ha a készítményt előre elkészített egyetlen készítmény alakjában injektáljuk be, akkor az alkalmas módon egy homogén vizes oldat, amely a két komponenst speciális arányban tartalmazza, ami fenntartja a készítmény homogenitását.
Ily módon egy speciális kiviteli alakjában a jelen találmány egy homogén készítmény, amely vizes közegben (a) legalább egy, 1-20 tömeg% n-butil-triglikoléterből álló felületaktív anyagot és (b) 1-25 tömeg%, legalább egy olaj- vagy gázmező-kitermelési vegyszert tartalmaz.
Egy másik vonatkozásban a jelen találmány egy módszer vízkőinhibitor és felületaktívanyag-tartalmú olaj- vagy gázmezőkitermelő vegyszerből álló homogén készítménynek olajat és/vagy gázt tartalmazó kőzetképződménybe juttatására, mely abban áll, hogy a homogén készítményt a kitermelőkútba, ily módon a kőzetképződménybe vezetjük be.
A találmány azt is biztosítja, hogy a felhasznált homogén készítmény növelje a vízkőinhibitort tartalmazó olaj- vagy gázmező-kitermelési vegyszer hatásosságát a kőzetképződményben, különösen azáltal, hogy növeli a kőzet vegyszermegtartásának időtartamát.
„Homogén készítmény” kifejezés alatt a leírásunkban azt értjük, hogy a készítmény egy egyfázisú rendszer. Vagyis mindegyik komponense önmagában homogén és vízzel elegyedő a kőzetképződménybe történő egymást követő vagy egyidejű bevezetése alatt, vagy akkor is homogén, ha egy előre elkészített, egyetlen készítmény alakjában vezetjük be a kőzetképződménybe.
Felmerülhet, hogy abban az esetben, ha a készítmény egyes komponenseit egyidejűleg, de külön-külön vagy egymás után vezetjük be, akkor, minthogy nem egy előre elkészített készítmény formájában alkalmazzuk, a készítmény homogenitása nem áll fenn. Ebben az esetben azonban előnyös, hogy mindegyik felhasznált komponens önmagában homogén és vízzel is elegyedő. Az egész készítmény pH-ja alkalmas módon 0,1-6,0. A (b) komponens pH-ját előnyös módon az alábbiakban leírt módon szabályozzuk.
Ily módon a felhasznált felületaktív anyag legalább egy alkil-triglikol-éterből és legalább egy kitermelési
HU 221 063 Β1 vegyszerből áll, átlátszó és stabilis marad széles, a környezeti hőmérséklettől legalább körülbelül 45 °C-ig teqedő hőmérséklet-tartományban is. A felületaktív anyag alkalmas módon 1-20 tömeg%, előnyösen 5-15 tömeg%, előnyösebben 5-12 tömeg% mennyiségben van jelen a készítményben. A jelen találmány szerint glikol-étergyártási melléktermékek használhatók fel, amelyek nagy mennyiségű alkil-triglikol-étereket, mint n-butil-triglikol-étert tartalmaznak. Egy ilyen melléktermékáram körülbelül 25 tömeg% n-butil-triglikol-étert, körülbelül 2,5 tömeg% butil-diglikol-étert, körülbelül 19 tömeg% butil-tetraglikol-étert és körülbelül 2 tömeg% butilpentaglikol-étert tartalmaz. Az (a) és (b) komponensek relatív mennyisége tág határok között változhat a készítményben attól függően, hogy a komponenseket egyidejűleg, egymás után előre elkészített egyetlen készítmény alakjában vezetjük-e be a kőzetképződménybe, annak a követelménynek megfelelően, hogy fenntartjuk a készítmény homogenitását, a műveleti hőmérsékletet és a készítmény sótartalmát. Lehetséges például, hogy viszonylag nagy felületaktívanyag-koncentrációknál, vagy viszonylag magas vagy rendkívül alacsony hőmérsékleten az előre elkészített készítmény elveszíti a homogenitását annak következtében, hogy a készítmény egy vagy több komponensének az oldékonysága ilyen körülmények között csökkentett. Ilyen esetekben kis mennyiségű oldódást elősegítő szer, például egy rövidebb szénláncú alifás alkohol, különösen metanol vagy etanol adható az előre elkészített inhomogén készítményhez, vagy használható fel a készítményben lévő felületaktív anyag részbeni helyettesítésére, hogy visszaállítsuk a készítmény homogenitását.
Ily módon az előre elkészített, találmány szerinti homogén készítmény az alkil-triglikol-éteren kívül egy segédoldószert mint rövidebb szénláncú alifás alkoholt, különösen metanolt vagy etanolt is tartalmazhat.
A készítményben lévő vízközeg friss vezetéki-, folyó-, vagy tengervíz vagy csapadékvíz lehet, melynek összsótartalma például 0-250 g/1, mint 5-50 g/1, és pH-ja 0,5-9. Ha tengervizet használunk, akkor a készítménynek általában nagyon savas, 0,1-1,5 pH-ja van annak következtében, hogy nagyon savas kitermelési vegyszer van jelen, mint például vízkőinhibitor. Ilyen esetekben szükség lehet arra, hogy a készítmény savasságát alkálifém-hidroxid, különösen náttium-hidroxid, kálium-hidroxid vagy lítium-hidroxid felhasználásával semlegesítsük annak érdekében, hogy a készítmény pH-ját az előnyös 0,1-6,0 pH-tartományban tartsuk. Azt találtuk például, hogy a lítium-hidroxid mint semlegesítőszer használata a többi alkálifém-hidroxid helyett viszonylag nagyobb mennyiségű felületaktív anyag alkalmazását teszi lehetővé a készítményben, ha a készítmény homogenitásának fenntartására van szükség.
Az olaj- vagy gázmező-kitermelési vegyszer tartalmaz(hat) egy: (i) korrózió-, (ii) vízkő-, (iii) gáz-hidrát, képződése elleni (iv) viasz- vagy aszfaltlerakódás elleni inhibitor anyagot vagy lehet egy hidrogén-szulfid tisztító vagy viaszdiszpergáló anyag. A vízkőinhibitor hatásos abban a tekintetben, hogy a kalcium- és/vagy báriumtartalmat a megengedett határok között tartsa és ne csak a sztöchiometrikus mennyiségekben. Ez lehet egy, legalább 2 karboxil- és/vagy foszfonsav- és/vagy szulfonsavcsoportot, például 2-30 ilyen csoportot tartalmazó vízoldható szerves molekula. A vízkőinhibitor előnyös módon egy oligomer vagy polimer, vagy lehet egy, legalább egy hidroxilcsoportot és/vagy amino-nitrogénatomot egy hidroxi-karboxilsavban vagy hidroxivagy amino-foszfonsavban vagy szulfonsavban tartalmazó monomer. Ilyen, inhibitorként használható vegyületek például a 2-50 szénatomos alifás foszfonsavak, mint a hidroxi-etil-difoszfonsav és az amino-alkilfoszfonsavak, például azok a 2-10 nitrogénatomos poli(amino-metilén-foszfonát)-ok, melyek mindegyikének legalább egy metilén-foszfonsav-csoportja van. Ez utóbbiak például az etilén-diamin-tetra(metilén-foszfonát), a dietilén-triamin-penta(metilén-foszfonát), és az olyan triamin- és tetraamin-polimetilén-foszfonátok, amelyeknek minden nitrogénatomja között 2-4 metiléncsoportja van, ahol mindegyik foszfonátban a metiléncsoportok közül legalább 2 különböző (például oly módon, amint ezt az EP-A-479 462 számú európai szabadalmi irat leírja, melyet itt hivatkozásként említünk). Egyéb vízkőinhibitorok a polikarboxilsavak, mint a poli(vinilszulfonsav), és a poli(met)akrilsavak, melyek adott esetben legalább néhány foszfonil- vagy foszfinilcsoportot tartalmaznak, mint a foszfinil-poliakrilátok. A vízkőinhibitorok alkalmas módon legalább részben alkálifémsóik, például nátriumsójuk alakjában vannak jelen.
A felhasznált vízkőinhibitort tartalmazó kitermelési vegyszer mennyisége a teljes készítményre számítva 1-25 tömeg%, alkalmas módon 5-15 tömeg%, előnyösen 6-10 tömeg%. Ezeken a határokon belül a felhasznált mennyiség függ a használt vegyszer minőségétől és az a célja, hogy biztosítsa a készítmény megkívánt homogenitását.
Fontos a jelen találmány szerinti készítmények esetében - különösen azoknál, amelyek előre elkészített homogén kompozícióból állnak, hogy ezek átlátszóak és stabilisak maradjanak a környezeti hőmérséklettől legalább körülbelül 45 °C-os hőmérsékletig. Azonban a fentiekben megadott koncentrációtartományon belül olyan készítmények is megvalósíthatók, amelyek sokkal tágabb hőmérséklet-tartományban, például a környezeti hőmérséklettől annak a termelőkútnak hőmérsékletéig (például körülbelül 90-150 °C-ig, különösen 110 °C körüli hőmérsékletig is) stabilisak maradnak, amelybe a készítményt bevezetjük. Ha a találmány szerint a készítmény komponenseit nyomás alatt beinjektáljuk a termelőkútba akár előre elkészített készítmény alakjában, akár egyidejűleg vagy egymás után, akkor a kitermelési vegyszereket a kőzetek adszorbeálják és viszonylag hosszú időtartamig magukban tartják. Ha viszonylag kis molekulájú vegyületet, mint (3-6 szénatomos)-alkil-triglikol-étert használunk felületaktív anyagként, akkor elkerüljük a nagy molekulájú (6-nál több szénatomot tartalmazó) felületaktív anyagok használatát és ezáltal minimálisra csökkentjük felületaktív aggregátumok képződését, ami viszont nagy viszkozitású emulziók képződéséhez vezethet, amelyek a kutak eltömését eredményezhetik.
HU 221 063 Β1 így az ilyen készítmény ezeken túlmenően további komponenseket is tartalmazhat, mint (i) más kitermelési vegyszereket vagy (ii) segédoldószereket, amelyek szükség esetében a készítményt képessé teszik arra, hogy viszonylag magasabb hőmérsékleten vagy olyan esetben is stabilis maradjon, ha a felületaktív anyagot a megadott koncentrációtartomány felső negyedébe tartozó mennyiségben alkalmazzuk. Az ilyen készítményeknek azonban vízzel nem elegyedő komponensektől lényegében mentesnek kell lennie. Egyéb kitermelési vegyszerek körébe tartoznak az olyan vegyületek, amelyek (i) korróziós inhibitorokat, (ii) gáz-hidrát-képző, (iii) viasz- vagy (iv) aszfaltlerakódást gátló inhibitorokat tartalmaznak vagy hidrogén-szulfid tisztítóanyagok vagy viaszt diszpergáló szerek. Ezen belül: (i) a korrózióinhibitor (korróziógátló) anyagok olyan vegyületek, amelyek - különösen anaerob körülmények között megakadályozzák az acél korrózióját, és különösen olyan filmképző anyagok lehetnek, amelyek képesek egy fémfelületre, például acélfelületre mint csőfalra filmként lerakódni. Az ilyen vegyületek nem kvatemizált, hosszú alifás szénhidrogénláncot tartalmazó heterociklusos nitrogénvegyületek lehetnek, melyek alifás szénhidrogéncsoportjai a fentiekben említett hidrofób csoportok lehetnek; a mono- vagy dietilénesen telítetlen, például 8-24 szénatomos alifás csoportok, mint az oleilcsoport az előnyösek. A heterociklusos nitrogéncsoportnak 1-3 gyűrűtag nitrogénatomja lehet, ahol mindegyik gyűrű 5-7 gyűrűtag atomot tartalmaz; előnyösek az imidazol- és imidazolingyűrűk. A gyűrűnek egy amino-alkil-, például 2-amino-etil- vagy hidroxi-alkil-, például hidroxi-etil-szubsztituense is lehet. Használható az oleil-imidazolin. Az (ii) gáz-hidrátinhibitor egy szilárd, poláros vegyület, mint poli(oxi-alkilén)-vegyület vagy alkanol-amid vagy tirozin vagy fenil-alanin lehet, (iii) a aszfaltinhibitor egy amfoter zsírsav vagy alkil-szukcinát-só lehet, míg a viaszinhibitor lehet egy amfoter zsírsav vagy alkil-szukcinát-só, míg a viaszinhibitor egy polimer mint olefinpolimer, például polietilén lehet vagy valamilyen kopolimer-észter, például etilén-vinil-acetát-kopolimer, a viasz diszpergálószer pedig egy poliamid. A hidrogén-szulfid tisztítószer valamilyen oxidálószer, mint szervetlen peroxid, például nátrium-peroxid vagy klór-dioxid vagy például 1-10 szénatomos aldehid, mint formaldehid vagy glutáraldehid vagy (met)akrolein lehet.
Az adott esetben használt, előre elkészített homogén készítmények felhasználás esetén úgy készíthetők el, hogy az (a) felületaktív anyagot hozzáadjuk a vízkőinhibitort tartalmazó (b) kitermelési vegyszer vizes oldatához, majd az elegyet gyengén keveijük. Abban az esetben, ha az eredetileg elkészített anyag zavaros, akkor a komponensek viszonylagos mennyiségében kisebb változtatásokat kell eszközölni vagy az alkalmazott segédoldószer minőségét, vagy a hőmérsékletet kell megváltoztatni. Ezek viszkozitása előnyös módon olyan, hogy a tárolóréteg hőmérsékletén, például 100 °C-on könnyen a furatba szivattyúzhatok. A jelen találmány szerinti, előre elkészített receptúrák egy olyan (a) és (b) komponenskoncentrátum segítségével is előállíthatok, ami a felhasználás helyére szállítható, ahol azt a vizes közeggel megfelelő arányban keverjük össze, hogy a megfelelő homogenitást érjük el, és amelyben a vegyszert feloldottuk. Az előre elkészített készítmény alkalmas módon nyomás alatt injektálható egy ásványolajat tartalmazó, például egy termelőkút magjába vezető kőzetképződménybe, amelyet egy különálló folyadék követ, amely az előre elkészített készítményt az olajtároló zónába kényszeríti; a folyadék elárasztó anyagként használható és lehet tengervíz vagy dízelolaj. A készítményt azután az olajat hordozó zónában hagyjuk, az olajkitermelést átmenetileg leállítjuk („lezárás”). Ezalatt a művelet alatt a beinjektált készítmény az injektáló nyomás hatására átjárja az olajat hordozó zónát. A lezárási időszak alatt a beinjektált készítmény érintkezik a tárolótérben lévő folyadékkal és in situ egy-, két- vagy háromfázisú rendszert, ami emulzió formájú lehet és kívánt felületi és fázisviszonyokat alakít ki. Ez az úgynevezett „kisajtolási” hatás, ami lehetővé teszi az olajkitermelés fenntartását az ilyen zónákból. A kívánatos kontaktusidő 5-50 óra, például 20-30 óra, ami a jelen találmány szerinti készítményekkel gyakran megvalósítható. Ezután a periódus után az olajkitermelés újra megindítható. Abban az esetben, ha a kitermelővegyszer egy vízkőinhibitor, akkor az olajkitermelés sebessége kezdetben nagy lesz és nagy a kitermelt víz oldhatókalcium-tartalma is. Idővel, például 2-4 hónap múlva a kitermelési sebesség és az oldható sótartalom is csökkenni fog, ami lehetséges vízkövesedési problémákat jelez a kőzetképződményben, amikor is a kitermelés leállítható, és a készítmény friss aliquot része injektálható a kútba. Hasonló módszerek használhatók az elkátrányosodás gátlására, a viaszosodás gátlására vagy diszpergálására és a hidrogén-szulfid-mentesítésre, míg a korrózió- és gázhidrát-gátlás céljából a készítményt szokásos módon folyamatosan injektáljuk a furatba.
A jelen találmány szerinti készítmények egy további jellegzetessége az, hogy a fenti kiszorítási művelet, és a vízkőinhibitort, olajat és alkil-triglikol-étert tartalmazó többfázisú készítmény felszínre hozatala és ezt követő lehűtése után a glikol-éter zöme ennek a készítménynek a vizes fázisába és nem olajos fázisába lép. Ily módon a glikol-éter semmiféle problémát nem okoz az ezután következő termelési vagy raffinálási műveletek alatt, így nem idéz elő az üzemanyagokban zavarosodást annak következtében, hogy a glikol-éterben oldott víz van jelen. Ezen túlmenően, ha az elválasztott vizes fázist a tengerbe ürítjük, akkor az abban oldott glikol-éter viszonylag gyorsan biodegradálódhat a tenger terminális rétegében, ezáltal minimálisra csökken a környezetszennyezés. Továbbá, a jelen találmány szerinti készítmények vízkőinhibitorok esetében például kétszeresére tudják növelni az olaj- vagy gázmezővegyszerek hatásosságát, úgyhogy évente kevesebb vegyszerre lesz általában szükség, és az üzemállási idő is csökken a találmány szerinti vegyszerek alkalmazása következtében, ezáltal nő a kitermelési sebesség.
Az eljárás úgy is hatásosan alkalmazható, ha a készítmény egyes komponenseit egymás után injektáljuk a termelőkútba.
HU 221 063 Β1
A jelen találmányt a következő példákkal szemléltetjük.
1. példa
1.1 Egy készítménynek, amely a környezi hőmérséklettől 95 °C-ig terjedő hőmérsékletig tiszta és átlátszó megjelenésű, a következő volt az összetétele:
DEQUEST® 2060 S (vízkőinhibitor, 10 tömegrész,
Monsanto gyártmány) tengervíz 70 tömegrész, felületaktív anyag 15 tömegrész.
A készítmény pH-ját nem jegyeztük fel.
1.2. Egy stabilitásvizsgálatot végeztünk el úgy, hogy egy (a találmány szerinti) kereskedelmi glikoléter-elegynek az 1.1. pont alatti receptúra szerinti 15 tömegrészét használtuk. A glikol-éter-elegy összetétele a következő volt:
butil-triglikol-éter 75 tömeg%, butil-diglikol-éter 2,5 tömeg%, butil-tetraglikol-éter 19,0 tömeg%, butil-pentaglikol-éter 2,0 tömeg%.
Ez a készítmény egy sárga színű homogén oldat volt. Amikor ennek a homogén készítménynek egy mintáját szobahőmérsékletről (ahol egyfázisú volt) keverés közben felmelegítettük, akkor 95,5 °C-on egy fázisátmenetet figyeltünk meg, ami abból állt, hogy a készítmény homályosodni kezdett. E felett a hőmérséklet felett, keverés nélkül egy nagyobb, sárga színű alsó fázis felett egy színtelen, különálló fázis képződött (a felső fázis feltételezhetően főleg butil-triglikol-éter volt).
2. példa
Ennek a példának az volt a célja, hogy meggyőződjünk arról, hogy ha mindegyik fenti készítményt Forties Main-Oil Line Fluids (FMOLF) nyersolajjal keverjük össze, akkor kialakul-e egy háromfázisú elegyben egy középső fázis 95 °C hőmérsékleten (R. C. Nelson és G. A. Popé szerint; lásd „Phase relationships in Chemical flooding” c., SPE 6773 számú, Society of Petroleum Engineers USA közleményt, amelyet az American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers Inc. közölt; 1977), ami azt jelzi, hogy a készítmények képesek olajat befogadni (amit egyébként a kőzetképződmények tarthatnának magukban).
Az 1.2. pontban leírt készítmény (10 g-os, 1,5 g kereskedelmi felületaktív anyagkeveréket tartalmaz) sárga színű homogén oldatának keverés közben, 2 g FMOLF jelenlétében történő felmelegítésénél 95 °C-on egy háromfázisú rendszert figyeltünk meg. Ez a három fázis egy felső, fekete színű folyadék (feltételezhetően főként nyersolaj), egy középső narancspiros színű fázis (feltételezhetően főként a kereskedelmi felületaktívanyag-keverék) és egy alsó, sárga színű fázis (feltételezhetően főként vizes DEQUEST® oldat) volt. Ez a három fázis megfigyelésünk szerint hét napon át megvolt és feltételezésünk szerint végtelen hosszú ideig stabilis maradt volna. Ezen túlmenően, keverés hatására a középső fázis könnyen felszakadt, cseppecskéket vagy szálakat képezett, amelyek lemerültek az alsó fázisba. Állás közben a középső és az alsó fázis a vizsgálati edény falát egymáshoz hasonló módon nedvesítette. Ezek a megfigyelések megfeleltek a fentiekben hivatkozott Nelson és Popé által leírt azon tapasztalatoknak, hogy az olajos és vizes fázisok között kicsi a felületi feszültség.
3. példa
A következő kísérletekhez egy, a fenti 1. példa szerinti összetételű homogén készítményt használtunk általános vizsgálati eljárásként. Azonban ebben az esetben először 10 rész DEQUEST® 2060 S-t kevertünk össze 75 rész tengervízzel, majd a pH-t vagy nátrium-hidroxid felhasználásával (mint a 3.1-3.3. példák esetében) vagy szilárd lítium-hidroxid-monohidrát felhasználásával (mint a 4.1-4.3. példák esetében) állítottuk be pH=2 értékre. Csakúgy, mint a fenti 1. példa esetében, a felhasznált felületaktív anyag mennyisége 15 tömegrész volt.
A pH-ellenőrzés eredményeként ez a készítmény homogén (vagyis átlátszó és tiszta) maradt a környezeti hőmérséklet és 110 °C között. Ezeknek a példáknak az a tárgya, hogy meggyőződjünk arról, hogy a fenti készítményből és az Északi-tengerből származó North Alwyn, UK. nyersolajból (sűrűség API No. 37,2-42,1) készített keverék, amint ezt a The Geological Society, London a „United Kingdom Oil and Cras Fields 25 Years Commemorative Volume” kötetében, 14 számú emlékirat; szerk.: I. L. Abbotts, 1991 közölte, kialakít-e egy középső fázist 110 °C-on, mint ezt a fenti 2. példában leírtuk.
3.1. Egy kísérletet végeztünk egy 15 tömegrész, a fenti 1.2. példában használt kereskedelmi felületaktív anyagot tartalmazó homogén készítménnyel. Ennek a készítménynek a szobahőmérsékletről (amikor is az egyetlen fázisú volt) keverés alatt végzett felmelegítése során azt figyeltük meg, hogy 38 °C és 49 °C között fázisátmenet megy végbe és a készítményben homályosodás jelent meg.
3.2. Egy további kísérletet végeztünk a 3.1. példa szerinti készítménnyel, azzal a különbséggel, hogy azt ebben a példában használt kereskedelmi felületaktívanyag-keverék 7 tömegrészét 7 tömegrész metanollal helyettesítettük.
Ennek a készítménynek egy mintáját Buchi-féle vastag falú üvegcsőben szobahőmérsékletről (ahol egyfázisú volt) melegítve 90 °C-ra, nem tapasztaltunk fázisátmenetet.
Ez a kísérlet azt mutatja, hogy ha viszonylag nagy felületaktívanyag-koncentrációjú készítményt használunk, akkor a készítmények inhomogenitása kijavítható oly módon, hogy a felületaktív anyag egy részét metanollal helyettesítjük, ezáltal a készítmény homogenitása visszaállítható és stabilitása jelentősen növelhető.
3.3. Amikor a 3.2. példa szerinti készítmény egy mintáját (25 g minta, ami 2,0 g 1.2. példa szerinti kereskedelmi felületaktívanyag-keveréket és 1,75 g metanolt tartalmaz) melegítettük keverés közben 2 g hozzáadott North Alwyn nyersolaj jelenlétében Buchi-féle vastag falú üvegcsőben, akkor 110 °C-on egy háromfázisú rendszert figyeltünk meg. Ezek a fázisok és viselkedé5
HU 221 063 Β1 sük a fenti 2. példa szerinti készítmény fázisaihoz és azok viselkedéseihez hasonlóak voltak.
4. példa
4.1. Egy 15 tömegrész, a fenti 1.2. példa szerinti ke- 5 reskedelmi felületaktívanyag-keveréket tartalmazó, de egyébként a fenti 3. példa szerinti összetételnek megfelelő készítményt fokozatosan melegítettünk és kevertünk egy Buchi-féle vastag falú üvegcsőben szobahőmérsékletről kiindulva, ahol a készítmény csak egyfázi- 10 sú volt. 67 °C és 68 °C között egy fázisátmenetet figyeltünk meg, amikor is a készítményben homályosodás jelent meg.
4.2. A fenti 4.1. kísérletet ismételtük meg azzal a különbséggel, hogy a kereskedelmi felületaktívanyag- 15 keverék 6 tömegrészét 6 tömegrész metanollal helyettesítettük.
Amikor ezt a változtatott összetételű, metanolt tartalmazó készítményt Buchi-féle vastag falú üvegcsőben szobahőmérsékletről kiindulva (ahol a készítmény 20 egyfázisú volt) fokozatosan melegítettük keverés közben 109 °C-ra, majd egy óra múlva a hőmérsékletét 115 °C-ra emeltük, fázisátmenetet nem észleltünk.
Ez a kísérlet ismét azt mutatja, hogy viszonylag nagy felületaktívanyag-koncentrációt tartalmazó készít- 25 mények használata esetén a készítmény inhomogenitása kijavítható azzal, hogy a felületaktív anyagnak egy részét metanollal helyettesítjük, ily módon a készítmény homogenitása visszaállítható, és ezáltal jelentősen nő a stabilitás. 30
4.3. Amikor egy 3.2. példa szerinti 30,0 g-os, 2,7 g
1.2. példa szerinti felületaktív anyagot és 1,8 g metanolt tartalmazó készítmény és 4 g North Alwyn nyersolaj keverékét melegítettük Buchi-féle nyomásálló üvegcsőben, akkor 110 °C-on egy háromfázisú rendszert figyeltünk meg. Ezek a fázisok és viselkedésük hasonló volt a 2. példa eredményeihez.
5. példa
A fenti, 3.2. példa szerinti homogén készítményt hasonlítottuk össze vízkőinhibiálás szempontjából egy (nem a jelen találmány szerinti) kontrollkészítménnyel, amely csupán (10 tömegrész) DEQUEST®-et és (90 tömegrész) tengervizet tartalmazott, egy szimulált kisajtoló kezelési eljárás céljára.
Egy, az Északi-tenger Brent-csoportjába tartozó kút homokkőzetmagjából 15 cm hosszú, függőleges magokat fúrtunk ki. Minden 15 cm-es magot oldószeres extrakcióval olajmentesítettünk egymást követően toluollal, majd metanol/kloroform eleggyel, mielőtt azokat egy függőleges, betápláló- és elvezetőcsappal ellátott kolonnára szereltük. A magon - szobahőmérsékleten gáztalanított pH=5,5-ös tengervizet áramoltattunk át telítettségig. Ezután 5 pórustérfogatnyi gáztalanított Brent nyersolajat vezettünk a magba (az olajat a 10 pm-nél nagyobb szemcseméretű anyagok eltávolítása céljából szűrtük) 150 ml/óra sebességgel addig, amíg az elvezetőcsapon át víz már nem gyűlt össze. A magot ezután 110 °C-ra melegítettük 24 órán át, ami egy szimulált tárolóhőmérséklet, mielőtt 150 ml/óra sebességgel 5,5-ös ρΗ-jú, gáztalanított tengervízzel több olaj már nem volt összegyűjthető. A mag ekkor maradék olajjal és maradék iszappal volt telített és ily módon a furat aljában lévő, olajat hordozó kőzetet szimulálta.
A magot 40 °C-ra hűtöttük gázbelépés nélkül, majd ezután 30 ml/óra sebességgel 8-10 pórustérfogatnyi (alábbiakban leírt) inhibitorközeget injektáltunk be telítésig. Ezután a csapokat lezártuk, a magot ismét 110 °C-ra melegítettük fel, és ezen a hőmérsékleten tartottuk 17 órán át. Ezután a magon 30 ml/óra sebességgel 5,5-ös ρΗ-jú, gáztalanított tengervizet áramoltattunk át, és a kifolyó anyagból időközönként mintákat gyűjtöttünk össze és analizáltuk inhibitortartalmukat mindaddig, amíg az 5 ppm alá nem csökkent. A magot ezután lehűtöttük, és szárítás előtt metanollal árasztottuk el, majd scanning elektronmikroszkópiával megvizsgáltuk a kezelés anyag- vagy pórusmorfológiára gyakorolt hatását; de ilyen nem volt megfigyelhető.
Két kísérletet végeztünk a fenti eljárási módszerrel. Egyet a fenti, 3.2. példában leírt készítménnyel és egy másikat egy kontrollkészítménnyel, amely csak a neve35 zett pH=2-es inhibitor ugyanazon tömeg%-át tartalmazta és ezenkívül csak tengervizet.
A kifolyó anyag inhibitortartalmának a magon átáramlott tengervízhez viszonyított aránya (ez utóbbit az oldat pórustérfogatszámával fejezzük ki) a kőzetkép40 ződmény által kezdetben felvett inhibitor mennyiségének és az elengedési sebességének mértéke, vagyis annak mértéke, hogy termelés folyamán milyen az inhibitorkőzetből történő eltávolításának sebessége (azaz kilúgozással szembeni ellenállása), ennek következtében 45 mértéke annak, hogy milyen a vízkőinhibiálás hatásfoka az idő függvényében.
I. táblázat
| 5. példa | Kontroll (összehasonlító vizsgálat) | |||
| Pórustérfogatszám | Inhibitorkoncentráció (ppm) | Pórustérfogatszám | Inhibitorkoncentráció (ppm) | |
| 0,08 | 32 | 122 | 0,06 | 22 040 |
| 0,45 | 11 | 962 | 0,69 | 3 982 |
| 0,95 | 4 | 445,8 | 0,94 | 3 054 |
| 1,95 | 4 | 131,2 | 2,19 | 258,4 |
| 9,81 | 1 | )54,4 | 9,56 | 84,8 |
HU 221 063 Β1
I. táblázat (folytatás)
| 5. példa | Kontroll (összehasonlító vizsgálat) | ||
| Pórustérfogatszám | Inhibitorkoncentráció (ppm) | Pórustérfogatszám | Inhibitorkoncentráció (ppm) |
| 102,51 | 148,17 | 107,69 | 45,6 |
| 189 | 80,1 | 188,94 | 31,5 |
| 255,5 | 67,5 | 292,38 | 18,7 |
| 393,67 | 35,3 | 401,75 | 12 |
| 454,67 | 25,7 | 489,25 | 8,7 |
| 551,2 | 17,5 | 591,75 | 5,2 |
| 611,09 | 15 | 629,63 | 4,9 |
| 705,68 | 10,6 | ||
| 830,06 | 7 | ||
| 920 | 4,1 |
6. példa
Ezt a példát úgy végeztük, hogy az 5. példában alkalmazott mag helyett egy „homokoszacskót” használtunk. Két kísérletet hajtottunk végre: (i) az egyiknek során megismételtük az 5. példát, ahol egy homogén oldatot használtunk és (ii) a másiknak során az 5. példát ismételtük meg, de úgy, hogy a homokoszacskóba egymást követő adagokban adtuk be a felületaktív anyagot a kísérlet elején, majd azt egy adat vízkőinhibitor követte.
Az (i) lépésben alkalmazott készítményt a következő anyagokból készítettük:
| felhasznált inhibitor | |
| DEQUEST® 2060 S | 10 tömegrész, |
| felhasznált tengervíz | 75 tömegrész, |
| mennyisege | |
| felhasznált kereskedelmi | 8 tömegrész 5. példában |
| felületaktív anyag ás- | használt keverék és 7 tő- |
| ványolaj | megrósz metanol, Forties Field-i nyersolaj (száraz és adalékanyagmentes), |
| pH= | 2,0, |
| hőmérséklet | 110 °C. |
Az eljárást ezután egy kontrolikísérlet (alapvonal) céljából megismételtük oly módon, hogy a felhasznált homogén készítmény 90 tömegrész tengervizet és 10 tömegrész DEQUEST® 2060 S-t tartalmazott, felületaktív anyagot azonban nem.
Az (ii) lépést úgy végeztük, hogy egy 1,524 méteres fémcsövet Clashack-homokkal töltöttünk meg. A töltetet ásványolajjal (Forties Field-i olaj) árasztottuk el és a tengervíz elárasztását ugyanúgy végeztük, ugyanazon a hőmérsékleten (110 °C) és áramlási sebesség mellett, mint a fenti 5. példában. Ezeknél a kísérleteknél az előöblítési adatokat úgy kaptuk meg, hogy egymást követően először a fentiekben leírt kereskedelmi felületaktív anyag 8 tömeg%-os, tengervízben feloldott (a fenti pH-értékre beállított) oldatát vezettük be 110 °C-on 12 órán át, majd egy adag vízkőinhibitort (hasonlót ahhoz, amelyet felületaktív anyag nélkül az alapvonaladatokhoz használtuk). Az alapvonaladatokat a homokoszacskó használata mellett megismételtük, de pH=2,0-ra beállított tengervízzel készített 10 tömeg%os DEQUEST® 2060 S oldatot használtunk, ami felületaktív anyagot nem tartalmazott annak érdekében, hogy a homokoszacskóval végzett összehasonlítás pontosabb legyen.
Az eredményeket az alábbi II. táblázat tünteti fel.
II. táblázat
| 1 Kontroll (alapvonal) | Árasztás előtt középső fázis (egymás utáni adagolás) | Homogén fázis | |||
| Pórusméret (A) | Inhibitor- koncentráció (ppm) | Pórusméret (A) | Inhibitor- koncentráció (ppm) | Pórusméret (A) | Inhibitor- koncentráció (ppm) |
| 2,04 | 1680 | 1,98 | 2240 | 1,98 | 1520 |
| 2,91 | 1120 | 2,84 | 2268 | 2,84 | 904 |
| 4,09 | 388 | 3,97 | 938 | 3,97 | 489 |
| 4,96 | 168 | 4,82 | 484 | 4,82 | 278 |
| 5,84 | 92,6 | 5,96 | 196 | 5,96 | 108 |
HU 221 063 Β1
II. táblázat (folytatás)
| Kontroll (alapvonal) | Árasztás előtt középső fázis (egymás utáni adagolás) | Homogén fázis | |||
| Pórusméret (A) | Inhibitor- koncentráció (ppm) | Pórusméret (A) | Inhibitor- koncentráció (ppm) | Pórusméret (A) | Inhibitor- koncentráció (ppm) |
| 7 | 43 | 7,09 | 84 | 7,09 | 52 |
| 7,9 | 25 | 7,94 | 54 | 7,94 | 30 |
| 8,76 | 20 | 8,79 | 32 | 8,79 | 20 |
| 9,92 | 14,4 | 9,9 | 22 | 9,9 | 1,4 |
| 11,97 | 12,2 | 11,91 | 12,8 | 11,91 | 11,6 |
| 14,84 | 8,4 | 14,75 | 10,4 | 14,75 | 8,4 |
| 18,1 | 7,4 | 18,15 | 8,4 | 18,15 | 5,8 |
| 20,12 | 7,4 | 20,14 | 8 | 20,14 | 6,4 |
7. példa
Ezt a példát egy Tarbert maganyaggal végeztük az
5. példában leírt eljárás szerint, a felületaktív anyagnak és a DEQUEST® 2086 vízkőinhibitomak egy alábbi összetételű homogén elegyével:
Az inhibitort 4 tömeg%-os koncentrációban alkalmaztuk, és az elegyet desztillált vízzel készítettük. így a felhasznált készítmény a következő összetételű volt: 15,7 tömeg%, pH=2,0-ra beállított 85 rész, desztillált vizes DEQEST®
2086 oldat desztillált víz 7 rész, a fenti 1.2. példa szerinti kereskedel- 8 rész.
mi felületaktív-anyag készítmény
Az alapvonaladatokat úgy kaptuk meg, hogy 15,7 tömeg%-os tengervizes DEQUEST® 2086 oldatot használtunk (ezt ilyen alakban forgalmazzák), ami 5 tömeg% aktív anyagnak felel meg, amelynek pH-ja 5,45re volt beállítva. AIII. táblázat adatai egy, a fenti 5. példában leírt módon használt homogén készítményre vonatkoznak.
Az eredményeket az alábbi III. táblázat tünteti fel.
III. táblázat
| Kontroll (alapvonal) | Homogén készítmény | ||
| Pórusméret (A, | Inhibitorkoncentráció (ppm) | Pórusméret (Á) | Inhibitorkoncentráció (ppm) |
| 1,67 | 369,47 | 1,73 | 2265 |
| 4,18 | 65,12 | 3,97 | 3611 |
| 10,57 | 27,7 | 9,7 | 737 |
| 16,85 | 19,58 | 17,31 | 403 |
| 1 29,72 | 12,97 | 29,1 | 275 |
| 47,28 | 10,85 | 45,96 | 206 |
| 101,15 | 7,7 | 101,25 | 76 |
| | 158,61 | 6,48 | 152 | 30 |
SZABADALMI IGÉNYPONTOK
Claims (24)
1. Eljárás kitermelési vegyszerek hatásfokának növelésére egy olajkútból történő kitermelés növeléséhez szükséges kisajtoló-lezáró műveletek számának csők- 55 kentése útján, a vízkőképződésnek az olajkútban történő gátlása mellett, azzal jellemezve, hogy az olajat hordozó kőzetképződménybe vízzel elegyedő készítményt injektálunk nyomás alatt, amely (a) egy vízzel elegyedő, alkil-triglikol-éter felületaktív anyagból és (b) legalább egy, vízzel elegyedő vízkőinhibitort tartalmazó olajmező- vagy gázmezőkitermelő vegyszerből áll, a készítményt a kőzetképződményben tartva végrehajtjuk a kútlezárást a készítmény komponenseinek az olajat hordozó képződménnyel történő adszorbeáltatása 60 mellett a vízkőképződést meggátlóan, és a készítmény
HU 221 063 Β1 komponenseit vagy előre elkészített, egyetlen homogén készítmény formájában, vagy egyidejűleg párhuzamosan vagy egymás utáni tetszőleges sorrendben vezetjük be a kőzetképződménybe.
2. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy olyan felületaktív anyagot használunk, amely legalább egy alkil-triglikol-étert tartalmaz, ami 1-20 tömeg% mennyiségben van jelen.
3. Az 1. vagy 2. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkil-triglikol-éter alkilcsoportja egyenes vagy elágazó szénláncú és 3-6 szénatomos.
4. Az 1-3. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkil-triglikol-éter alkilcsoportja 3-5 szénatomos.
5. Az 1-4. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkil-triglikol-éter butil-triglikol-éter, azaz tri(etilén-glikol)-monobutil-éter.
6. Az 1-5. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy olyan felületaktív anyagot használunk, ami a glikol-éter-gyártási eljárások mellékterméke és nagy mennyiségű butil-triglikol-étert tartalmaz.
7. A 6. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy olyan mellékterméket használunk, amely körülbelül 75 tömeg% butil-triglikol-étert, körülbelül 2,5 tömeg% butil-glikol-étert, körülbelül 19% butil-tetraglikol-étert és körülbelül 2% butil-pentaglikol-étert tartalmaz.
8. Az 1-7. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a felhasznált kitermelési vegyszer mennyisége az összkészítmény 1-25 tömeg%-a.
9. Az 1-8. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a készítményt előre elkészített egyetlen készítmény formájában injektáljuk a kőzetképződménybe, ahol a nevezett készítmény egy vizes oldat, amely a két komponenst adott arányban tartalmazza, miközben fenntartja homogenitását.
10. Az 1-9. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a nevezett készítmény homogén, amely vizes közegben (a) legalább egy, butil-triglikol-étert 1-20 tömeg% mennyiségben tartalmazó felületaktív anyagból, és (b) legalább egy, vízkőinhibitort 1-25 tömeg% mennyiségben tartalmazó olaj- vagy gázmező-kitermelési vegyszerből áll.
11. Az 5. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy egy vízkőinhibitort tartalmazó olajmező- vagy gázmező-kitermelési vegyszert és a felületaktív anyagot olajat és/vagy gázt tartalmazó kőzetképződménybe vezetünk be, azzal jellemezve, hogy a kitermelési vegyszer és a felületaktív anyag előre elkészített homogén készítményét egy kitermelőkútba, majd azután a kőzetképződménybe vezetjük át.
12. Az 1-11. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy olyan készítményt használunk, amely az alkil-triglikol-éterből és legalább egy, vízkőinhibitort tartalmazó kitermelési vegyszerből áll, és amely a környezeti hőmérséklettől legalább körülbelül 45 °C-ig átlátszó és stabilis marad.
13. Az 1-12. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy olyan készítményt használunk, amely az előzőeken túlmenően egyéb komponenseket, ezen belül (i) egyéb kitermelési vegyszereket vagy (ii) segédoldószereket tartalmaz, ami lehetővé teszi, hogy a készítmény viszonylag magasabb hőmérsékleten is stabilis maradjon vagy, amennyiben a felületaktív anyagot a megadott tartomány felső negyedébe tartozó koncentrációban alkalmazzuk, akkor az vízzel nem elegyedő komponensektől lényegében mentes.
14. A 12. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy segédoldószerként rövid szénláncú alifás alkoholt, mint metanolt vagy etanolt használunk.
15. Az 1-14. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy abban az esetben, ha a készítmény egyes komponenseit egymást követően injektáljuk a kőzetképződménybe, akkor azok mindegyike akár önmagában, akár vizes oldata alakjában használjuk - homogén állapotú.
16. Az 1-15. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a felhasznált víz friss, vezetéki, folyó-, tenger- vagy csapadékvíz, melynek összes sótartalma előnyösen 0-250 g/1, és pH-ja 0,5-9.
17. Az 1-16. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy tengervizet használunk vízközegként, és a készítmény pH-ja 0,1-6,0.
18. Az 1-17. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az olajmező- vagy gázmező-kitermelési vegyszer vízkőinhibitor, amely hatékonyan gátolja a kalcium- és/vagy báriumvízkőképződést.
19. A 17. vagy 18. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a vízkőinhibitor legalább 2 karboxilés/vagy foszfonsav- és/vagy szulfonsavcsoportot tartalmazó, vízoldható szerves molekula.
20. A 17. vagy 18. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a vízkőinhibitor legalább egy hidroxilcsoportot és/vagy amino-nitrogénatomot tartalmazó monomer, oligomer vagy polimer.
21. A 19. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a vízkőinhibitor egy 2-50 szénatomos alifás foszfonsav vagy amino-alkil-foszfonsav, melyek mindegyike legalább egy metilén-foszfonsav-csoportot tartalmaz.
22. A 21. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a vízkőinhibitor etilén-diamin-tetra(metilénfoszfonát), dietilén-triamin-penta(metilén-foszfonát) vagy olyan triamin- vagy tetramin-poli(metilén-foszfonát), amely a nitrogénatomok között 2-4 metiléncsoportot tartalmaz.
23. A 19. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a vízkőinhibitor egy polikarbonsav, mint tejsav, borostyánkősav vagy poli(met)akrilsav.
24. Az 1 -24. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a másik kitermelési vegyszer egy
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB9501021.1A GB9501021D0 (en) | 1995-01-19 | 1995-01-19 | Oil and gas field chemicals |
| GBGB9511487.2A GB9511487D0 (en) | 1995-06-07 | 1995-06-07 | Oil and gas field chemicals |
| PCT/GB1996/000045 WO1996022451A1 (en) | 1995-01-19 | 1996-01-11 | Oil and gas field chemicals |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| HUP9802427A2 HUP9802427A2 (hu) | 1999-02-01 |
| HUP9802427A3 HUP9802427A3 (en) | 1999-03-29 |
| HU221063B1 true HU221063B1 (hu) | 2002-07-29 |
Family
ID=26306340
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| HU9802427A HU221063B1 (hu) | 1995-01-19 | 1996-01-11 | Eljárás olaj- és gázkitermelési vegyszerek hatásfokának növelésére |
Country Status (22)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5690174A (hu) |
| EP (1) | EP0800611B1 (hu) |
| CN (1) | CN1080362C (hu) |
| AR (1) | AR000757A1 (hu) |
| AT (1) | ATE171511T1 (hu) |
| AU (1) | AU695513B2 (hu) |
| BR (1) | BR9606922A (hu) |
| CA (1) | CA2210795C (hu) |
| DE (1) | DE69600687T2 (hu) |
| DK (1) | DK0800611T3 (hu) |
| EA (1) | EA000073B1 (hu) |
| FI (1) | FI108563B (hu) |
| GE (1) | GEP20002336B (hu) |
| HU (1) | HU221063B1 (hu) |
| IN (1) | IN192172B (hu) |
| MY (1) | MY115714A (hu) |
| NO (1) | NO313714B1 (hu) |
| NZ (1) | NZ298119A (hu) |
| PL (1) | PL179771B1 (hu) |
| RO (1) | RO120090B1 (hu) |
| TR (1) | TR199700655T1 (hu) |
| WO (1) | WO1996022451A1 (hu) |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MY117988A (en) * | 1995-10-03 | 2004-08-30 | Nor Ind Inc | Cleaning compositions for oil and gas well, lines, casings, formations and equipment and methods of use |
| EP0886718B1 (en) | 1996-03-15 | 2001-11-28 | BP Chemicals Limited | Oil and gas field chemicals |
| GB9615044D0 (en) * | 1996-07-17 | 1996-09-04 | Bp Chem Int Ltd | Oil and gas field chemicals and their use |
| GB9700532D0 (en) | 1997-01-13 | 1997-03-05 | Bp Chem Int Ltd | Oil and gas field chemical |
| US6148913A (en) * | 1997-01-13 | 2000-11-21 | Bp Chemicals Limited | Oil and gas field chemicals |
| US6165945A (en) * | 1998-01-20 | 2000-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Blends of glycol derivatives as gas hydrate inhibitors in water base drilling, drill-in, and completion fluids |
| AU740371B2 (en) * | 1997-03-11 | 2001-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Glycol derivatives and blends thereof as gas hydrate inhibitors in water base drilling, drill-in, and completion fluids |
| US6635604B1 (en) | 1999-02-11 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Low molecular weight water soluble organic compounds as crystallization point suppressants in brines |
| US6313367B1 (en) * | 1999-02-22 | 2001-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inhibition of asphaltene deposition in crude oil production systems |
| GB9915214D0 (en) * | 1999-06-29 | 1999-09-01 | Bp Exploration Operating | Microemulsions |
| NO324702B1 (no) * | 2002-04-23 | 2007-12-03 | Rohm & Haas | Karbonyl, tiokarbonyl- eller iminholdig forbindelse som asfaltendispergenter i raolje |
| GB0219037D0 (en) * | 2002-08-15 | 2002-09-25 | Bp Exploration Operating | Process |
| US7164051B2 (en) * | 2002-09-03 | 2007-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Gas hydrate inhibitors |
| US7097759B2 (en) * | 2003-05-23 | 2006-08-29 | Rohm And Haas Company | Carbonyl, thiocarbonyl or imine containing compounds as asphaltene dispersants in crude oil |
| US7021378B2 (en) * | 2003-12-31 | 2006-04-04 | Chevron U.S.A. | Method for enhancing the retention efficiency of treatment chemicals in subterranean formations |
| DE602005004487T2 (de) | 2004-10-07 | 2009-04-02 | Rohm And Haas Co. | Als Asphaltdispergatoren in Erdölprodukten geeignete Formulierungen. |
| EP2090646A1 (en) * | 2008-01-22 | 2009-08-19 | Thermphos Trading GmbH | Surface treatment composition containing phosphonic acid compounds |
| MX2018013270A (es) * | 2010-04-30 | 2022-07-21 | Spm Oil & Gas Inc | Máquinas, sistemas, métodos implementados en computadoras, y productos de programas en computadoras para probar y certificar equipo de petróleo y gas. |
| EP2744976A1 (en) * | 2011-12-14 | 2014-06-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for producing oil |
| CN102604615A (zh) * | 2012-01-18 | 2012-07-25 | 北京博德世达石油技术有限公司 | 一种油井用高效、低毒、安全的油基清蜡剂 |
| USD713825S1 (en) | 2012-05-09 | 2014-09-23 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Electronic device holder |
| CN104508233B (zh) | 2012-05-25 | 2017-05-03 | S.P.M.流量控制股份有限公司 | 评估与井口相关联的系统 |
| US9638018B2 (en) * | 2012-12-19 | 2017-05-02 | Ecolab Usa Inc. | Scavenging hydrogen sulfide |
| CA2889622C (en) * | 2012-12-19 | 2021-02-02 | Nalco Company | Functionalized hydrogen sulfide scavengers |
| BR112015011232B1 (pt) | 2012-12-19 | 2021-07-06 | Ecolab Usa Inc | método de tratamento por compressão para eliminação de sulfeto de hidrogênio em um fluido de produção |
| EP2970798B1 (en) | 2013-03-15 | 2019-01-02 | Ecolab USA Inc. | Method of assessing asphaltene inhibitor efficiency |
| US20150252247A1 (en) * | 2014-03-10 | 2015-09-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | High active flowable surfactant blends for enhanced oil recovery |
| GB2544671A (en) | 2014-07-30 | 2017-05-24 | Spm Flow Control Inc | Band with RFID chip holder and identifying component |
| US9896617B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-02-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Polymer compositions |
| CA2986233A1 (en) | 2015-05-21 | 2016-11-24 | Texas Nameplate Company, Inc. | Method and system for securing a tracking device to a component |
| CN104989346A (zh) * | 2015-06-17 | 2015-10-21 | 成都高普石油工程技术有限公司 | 二次采油法 |
| US10102471B2 (en) | 2015-08-14 | 2018-10-16 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Carrier and band assembly for identifying and managing a component of a system associated with a wellhead |
| GB2557136B (en) | 2015-09-02 | 2022-11-23 | Chevron Usa Inc | Enhanced oil recovery compositions and methods thereof |
| CN107794008A (zh) * | 2017-10-25 | 2018-03-13 | 西南石油大学 | 一种合成杂化多胺钻井液抑制剂及其制备方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3481870A (en) * | 1964-09-28 | 1969-12-02 | Petrolite Corp | Composition and method for inhibiting the formation of in and removing from oil wells and pipelines deposits of paraffin and paraffinlike deposits |
| US3402770A (en) * | 1965-06-02 | 1968-09-24 | Mobil Oil Corp | Multiple-purpose solvent and method for treating subterranean formations |
| US3488289A (en) * | 1966-06-24 | 1970-01-06 | Texaco Inc | Composition and method for treating scale |
| US3483925A (en) * | 1968-02-06 | 1969-12-16 | Calgon C0Rp | Squeeze treatment of producing oil wells |
| US3920073A (en) * | 1973-03-26 | 1975-11-18 | Union Oil Co | Miscible flooding process |
| US3902557A (en) * | 1974-03-25 | 1975-09-02 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells |
| US3939911A (en) * | 1975-03-14 | 1976-02-24 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing water having high concentrations of polyvalent ions |
| US4008165A (en) * | 1975-03-14 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations having high concentrations of polyvalent ions |
| US4184549A (en) * | 1977-12-22 | 1980-01-22 | Texaco Inc. | High conformance oil recovery process |
| US4192382A (en) * | 1977-12-22 | 1980-03-11 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| US4194563A (en) * | 1978-12-26 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| DE3105913C2 (de) * | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten |
| US4708207A (en) * | 1985-11-21 | 1987-11-24 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment |
| US5002126A (en) * | 1990-04-10 | 1991-03-26 | Conoco Inc. | Reservoir scale inhibition |
-
1996
- 1996-01-11 WO PCT/GB1996/000045 patent/WO1996022451A1/en active IP Right Grant
- 1996-01-11 DE DE69600687T patent/DE69600687T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1996-01-11 AU AU43527/96A patent/AU695513B2/en not_active Ceased
- 1996-01-11 NZ NZ298119A patent/NZ298119A/xx not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 BR BR9606922-8A patent/BR9606922A/pt not_active Application Discontinuation
- 1996-01-11 RO RO97-01330A patent/RO120090B1/ro unknown
- 1996-01-11 PL PL96321379A patent/PL179771B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 CA CA002210795A patent/CA2210795C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-01-11 AT AT96900140T patent/ATE171511T1/de not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 EP EP96900140A patent/EP0800611B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-01-11 GE GEAP19963847A patent/GEP20002336B/en unknown
- 1996-01-11 EA EA199700103A patent/EA000073B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 DK DK96900140T patent/DK0800611T3/da active
- 1996-01-11 TR TR97/00655T patent/TR199700655T1/xx unknown
- 1996-01-11 HU HU9802427A patent/HU221063B1/hu not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 CN CN96192664A patent/CN1080362C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1996-01-16 IN IN97DE1996 patent/IN192172B/en unknown
- 1996-01-17 US US08/586,324 patent/US5690174A/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-01-19 MY MYPI96000212A patent/MY115714A/en unknown
- 1996-01-19 AR ARP960101080A patent/AR000757A1/es unknown
-
1997
- 1997-07-15 NO NO19973282A patent/NO313714B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-07-18 FI FI973064A patent/FI108563B/fi active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NZ298119A (en) | 1999-11-29 |
| NO973282D0 (no) | 1997-07-15 |
| CN1179196A (zh) | 1998-04-15 |
| GEP20002336B (en) | 2000-12-25 |
| RO120090B1 (ro) | 2005-08-30 |
| NO973282L (no) | 1997-09-09 |
| FI973064A0 (fi) | 1997-07-18 |
| PL179771B1 (pl) | 2000-10-31 |
| BR9606922A (pt) | 2000-10-24 |
| DK0800611T3 (da) | 1999-03-01 |
| US5690174A (en) | 1997-11-25 |
| TR199700655T1 (xx) | 1998-02-21 |
| EP0800611A1 (en) | 1997-10-15 |
| IN192172B (hu) | 2004-03-06 |
| EP0800611B1 (en) | 1998-09-23 |
| DE69600687D1 (de) | 1998-10-29 |
| WO1996022451A1 (en) | 1996-07-25 |
| ATE171511T1 (de) | 1998-10-15 |
| HUP9802427A2 (hu) | 1999-02-01 |
| FI973064A (fi) | 1997-09-18 |
| AU695513B2 (en) | 1998-08-13 |
| HUP9802427A3 (en) | 1999-03-29 |
| CN1080362C (zh) | 2002-03-06 |
| EA199700103A1 (ru) | 1997-12-30 |
| CA2210795C (en) | 2005-05-10 |
| DE69600687T2 (de) | 1999-02-18 |
| CA2210795A1 (en) | 1996-07-25 |
| NO313714B1 (no) | 2002-11-18 |
| PL321379A1 (en) | 1997-12-08 |
| AR000757A1 (es) | 1997-08-06 |
| MY115714A (en) | 2003-08-30 |
| FI108563B (fi) | 2002-02-15 |
| AU4352796A (en) | 1996-08-07 |
| EA000073B1 (ru) | 1998-06-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| HU221063B1 (hu) | Eljárás olaj- és gázkitermelési vegyszerek hatásfokának növelésére | |
| US6581687B2 (en) | Water-in-oil microemulsions useful for oil field or gas field applications and methods for using the same | |
| CN100354501C (zh) | 处理地下地层的方法 | |
| US6148913A (en) | Oil and gas field chemicals | |
| US10047271B2 (en) | Bifunctional anti-deposit and anti-corrosion additives | |
| CN102076810B (zh) | 二次采油的方法 | |
| CN104302728B (zh) | 用于去除结垢沉积物的组合物 | |
| EP0886718B1 (en) | Oil and gas field chemicals | |
| CA2906877C (en) | Hydrocarbon removal compositions and methods of use | |
| AU718313B2 (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production | |
| CN110997862A (zh) | 用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 | |
| EP1232328B1 (en) | A method for recovering water soluble surfactants | |
| MXPA97005491A (en) | Chemical compounds for petroleum and oil plant | |
| CN108192589A (zh) | 一种用于油井酸化残液处理的有机碱缓蚀剂及其制备方法 | |
| RU2787673C1 (ru) | Комплексный ингибитор газогидратообразования и отложения карбоната кальция при разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений | |
| LT4330B (lt) | Naftos ir dujų gavybos mišiniai | |
| OA16602A (en) | Bifunctional anti-deposit and anti-corrosion additives. | |
| MXPA98007400A (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of definitive patent protection due to non-payment of fees |